16+
Регистрация
РУС ENG
http://www.eprussia.ru/epr/413-414/1796071.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 9-10 (413-414) май 2021 года

Сложности энергоперехода

Медленное развитие распределенной энергетики в России эксперты связывают с «несогласованностью» между объектами собственной генерации и ЕЭС

С одной стороны, эксперты отмечают, что количество предпосылок для перехода промышленных предприятий на собственную генерацию только растет. С другой — многие компании оказываются не готовы «уходить из сетей» с технической точки зрения. Что касается ВИЭ-генерации как альтернативного варианта, то интегрировать ее в существующую ЕЭС России довольно проблематично.

Только экономика

По данным Системного оператора, несмотря на общее снижение энергопотребления в ЕЭС России в 2020 году, объем электроэнергии, выработанной промышленными потребителями, вырос более чем на 3%.

«Это устойчивый тренд, — уверен директор Центра экономического прогнозирования АО «Газпромбанк» Дмитрий Пигарев. — За последние 10 лет объемы распределенной генерация росли, и сейчас мы пришли к тому, что она составляет около 6% от всего производства электроэнергии. При этом есть еще много объектов генерации, которые не попадают в статистику Системного оператора».

Дмитрий Пигарев констатирует: в основе всех решений, касающихся перехода на собственную генерацию, лежит исключительно экономика. Альтернатива стала выгодной после того, как рост цены на ОРЭМе начал превышать инфляцию.

«За последние 5 лет цена на ОРЭМе росла быстрее сетевых тарифов, быстрее цены на природный газ, быстрее инфляции, — приводит пример Дмитрий Пигарев. — И большинство инвестиционных программ, которые сегодня есть в энергосекторе, будут создавать дополнительную нагрузку для потребителей.

По нашим прогнозам, в ближайшие годы цена на ОРЭМе с большой вероятностью будет расти быстрее инфляции — рост составит около 5–6% ежегодно. Если прибавить к этому еще и рост сетевых тарифов, то цена на электроэнергию для конечного потребителя будет расти быстрее, чем цена на природный газ, с помощью которого многие промышленные предприятия обеспечивают собственную генерацию. Таким образом, для развития распределенной генерации закладываются все экономические предпосылки. А те предприятия, которые останутся в энергосистеме, просто будут платить больше».


ВИЭ пока не приживается

Во многих странах развитие распределенной энергетики напрямую связывают с развитием ВИЭ-генерации. Отчасти — из-за мирового тренда на декарбонизацию. Но чаще — из-за возможности использования природных возобновляемых ресурсов в непосредственной близости от потребителя. Россия, хотя пока и менее успешно, чем многие европейские страны, также пытается развивать данное направление. Например, согласно Энергетической стратегии до 2035 года через 14 лет в некоторых регионах доля ВИЭ-генерации может достигнуть 15–30% от общего объема произведенной электроэнергии.

Вместе с тем, по словам руководителя Центра интеллектуальных ЭЭС и распределенной энергетики Института энергетических исследования РАН Павла Илюшина, пока ВИЭ-сектор в России не может полноценно способствовать интенсивному развитию распределенной генерации по объективным причинам.
«Мы должны понимать, что подавляющее большинство объектов ВИЭ-генерации (в частности — СЭС и ВЭС) мы вписываем в уже существующую энергосистему, которая существенно отличается от энергосистем Европы и других стран», — подчеркивает Павел Илюшин.

В частности, к «негативным» особенностям российской энергосистемы (особенно на уровне некоторых регионов) относятся: недостаточная пропускная способность магистральных и распределительных сетей; перегруженные подстанции, которые требуют реконструкции; низкая плотность сетевой инфраструктуры; массовое применение устаревших технологий; низкий уровень резервирования нагрузки и автоматизации в распределительных сетях, а также несформированность системы управления спросом.

«Поэтому интеграция ВИЭ-генерации без корректного решения технических вопросов неизбежно будет приводить к повреждению сетевого оборудования и к нарушению электроснабжения, — считает Павел Илюшин. — Если мы будем продолжать наращивать ВИЭ-мощности и интегрировать их в ЕЭС так, как сейчас, то мы рискуем регулярно оставаться без электроснабжения.

Между тем, уже разработаны технические и управленческие решения, призванные исправить ситуацию. Прежде всего, необходимо выбирать площадки для строительства ВИЭ-объектов с учетом фактических возможностей распределительных сетей, а также определять допустимую мощность объектов ВИЭ-генерации в энергосистеме с учетом ограничения на переток мощности по сечению маневренности генерирующих установок в этой энергосистеме, наличие параметров систем накопления и объемов управления спросом. Иначе сбалансированного внедрения просто не получится. Кроме того, нужно обязательно рассматривать возможность применения систем накопления электроэнергии и внедрения систем краткосрочного прогнозирования выработки электроэнергии ВИЭ-генераторами. И, конечно, заниматься развитием систем управления спросом через механизм ОРЭМа, в том числе — агрегаторов спроса».


Сложности перехода

Высокие тарифы на ОРЭМе — не единственная причина, по которой многие промышленники строят или планируют построить собственные генерирующие мощности. Неготовность многих распределительных сетей обеспечивать надежность энергоснабжения также стимулирует предприятия заниматься распределенной генерацией. Однако здесь некоторые компании уже столкнулись с определенными сложностями технологического характера. Как утверждает Павел Илюшин, собственный объект генерации у промышленного предприятия не всегда способен гарантировать бесперебойную поставку энергии.

«Существует реальный пример, когда одно предприятие, общая мощность нагрузки которого составляет 70 МВт, постоянно сталкивалось с проблемой коротких замыканий во внешней сети и, соответственно, с технологическими отключениями. И потому решило построить собственную генерацию, — рассказал эксперт. — На предприятии ввели 20 МВт мощности, но количество отключений увеличилось в три раза. Оказалось, что до ввода собственной генерации во внешней сети имел место ряд коротких замыканий, где глубина провала напряжения была небольшая и технологическая линия продолжала работать.

Когда же ввели новые, они стали отключаться, поскольку обладали очень чувствительными устройствами параллельной защиты. Поскольку генераторы вырабатывали реактивную мощность в рамках всего узла, соответственно, их отключение способствовало более глубокому провалу и, следовательно, — остановке всей технологической линии. То есть, когда мы запускаем какие-то новые устройства, мы должны проверять совместимость алгоритмов их управления и регулирования.

Когда мы развиваем распределенную генерацию и приближаем ее к узлам потребления, то моделировать нагрузки нужно очень аккуратно. Обобщенные характеристики недопустимы».

Так переход на собственную генерацию оказывается несколько сложнее с технической точки зрения и, как следствие, явно дороже, чем это может показаться на первый взгляд. Кроме того, потом собственную электростанцию надо будет обслуживать, для чего, конечно, потребуются квалифицированные кадры. Впрочем, если цены на ОРЭМе продолжат расти теми же темпами, даже высокие изначальные инвестиции уже вряд ли остановят промышленников, стремящихся «уйти» из общей сети.



Дополнительный «стимул»: ОРЭМ продолжает «мотивировать» промышленность


Между тем прогнозы экспертов оправдываются. СМИ, ссылаясь на письмо «Совета рынка», которое было направлено ФАС, опубликовали новый прогноз динамики стоимости электроэнергии для промышленности с учетом провала потребления в 2020 году, который составил регулятор. Согласно данному прогнозу, в первой ценовой зоне рост цен на электроэнергию будет составлять 6% два года подряд. Наибольший рост ожидается в Сибири: в 2021-м — 15%, в 2022-м — 7%. В первой ценовой зоне рост цен обусловлен по большей части увеличением нерыночных надбавок к цене мощности (строительство новых ТЭС, ВИЭ и АЭС), а в Сибири — ростом платежей за мощность новых ТЭС, построенных по ДПМ, и цены конкурентного отбора мощности. Затем рост замедлится, однако, по мнению экспертов, после 2025 года цены снова начнут повышаться из-за новых инвестиционных программ в энергетике. Подобная динамика цен на ОРЭМе может только подтолкнуть промышленные компании к решению строить собственные генерирующие мощности.

Напомним, по данным «Совета рынка», в 2020 году оптовая цена на электричество в РФ выросла до максимального за пять лет значения: в первой ценовой зоне — до 2,54 тыс. руб. за 1 МВт*ч, во второй ценовой зоне — до 1,78 тыс. руб. за 1 МВт*ч в Сибири. В Минэнерго отметили, что, по оценкам «Совета рынка», увеличение конечных цен для потребителя (включая сетевой тариф и сбытовую надбавку) в первой ценовой зоне «прогнозируется примерно на уровне инфляции».


Распределенные источники энергии, Энергопереход, Возобновляемые источники энергии (ВИЭ),

Сложности энергопереходаКод PHP" data-description="С одной стороны, эксперты отмечают, что количество предпосылок для перехода промышленных предприятий на собственную генерацию только растет. С другой — многие компании оказываются не готовы «уходить из сетей» с технической точки зрения. Что касается ВИЭ-генерации как альтернативного варианта, то интегрировать ее в существующую ЕЭС России довольно проблематично." data-url="https://www.eprussia.ru/epr/413-414/1796071.htm"" data-image="https://www.eprussia.ru/upload/iblock/ce3/ce370d08a91559d3e9463d459dcd5596.jpg" >

Отправить на Email


Похожие Свежие Популярные

Войти или Зарегистрироваться, чтобы оставить комментарий.